CO_2对凝析气藏相态特征及开发指标的影响

为制定含CO2凝析气藏的合理开发方式、提高凝析油和天然气采收率,分析开发过程中CO2对凝析气相态变化特征和开发指标的影响;利用高温高压多功能地层流体分析仪,进行含CO2体系凝析气样品单次闪蒸实验、等组分膨胀实验和定容衰竭实验,分析CO2对凝析气高压物性参数和相态特征的影响;运用Eclipse数值模拟软件模拟注CO2膨胀及CO2对凝析气藏开发指标的影响.结果表明:加大凝析气体系中CO2组分摩尔分数可增加闪蒸气的相对密度、减小偏差因数、增强弹性膨胀能力、降低最大反凝析压力及减少最大反凝析油量;反复多轮次循环回注CO2,可提高凝析油采收率26.2%,提高天然气采收率5.3%.对于高含CO2的凝析气藏或CO2气源充足的凝析气藏,充分利用CO2改善凝析气相态特征,可提高凝析油、天然气的采收率.     

丰深1凝析气藏相态特征研究

丰深1凝析气藏是济阳拗陷古近系深层凝析气藏的首次发现。通过对地层流体组成分析、恒质膨胀和定容衰竭实验,及井下温度、压力连续测量,对丰深1凝析气藏相态特征进行了深入研究。结果表明,丰深1凝析气藏为高温、高压不饱和凝析气藏,无油环;地层流体中间烃、重烃含量高,凝析油含量为606异／m^3,属高含凝析油的凝析气;该凝析气藏地露压差6．70MPa,衰竭式开采地层压力下降快,6mm气嘴生产时,生产初期近井地层压力就降到露点压力以下,出现反凝析现象,反凝析损失严重,重质组分采收率低,油气两相流动造成渗流阻力增加,使单井产能下降。相态研究为丰深1含油气砂砾岩体储量评估和开发方案编制提供了依据,对济阳拗陷同类型油气藏勘探开发具有指导意义。     

用状态方程模拟注气对凝析气藏采收率的影响

提高凝析油采收率和整体开发效益是凝析气藏开发的目标，注气是防止凝析出从面提高凝析油采收率的较好方法。以一个真实的凝析气藏为例，使用自行开发的PVTCOG软件和PR状态方程研究和对比了凝析气藏定容衰竭不同阶段，注干气、氮气及二氧化碳对露点的影响、对注气时机、对凝析油储量和凝析油采收率的影响。研究表明不同注入气影响露点的趋势不同，随注入气增加凝析油储量下降，但凝析油采收率上升，注入时机不一定是在于高于露点压力时最好。     

低渗凝析气井反凝析、反渗吸伤害及解除方法

凝析气藏衰竭开采过程中，受相态变化影响，在近井带地层将形成反凝析液堆栈和井筒积液。井筒积液在井筒回压、岩石润湿性及微孔隙毛管压力作用下将产生反渗吸水锁效应，造成地层渗流通道的堵塞，从而引起气井产能下降，特别是对低渗凝析气井影响更大。在分析了反凝析、反渗吸地层伤害机理和国内外现有降低和解除反凝析、反渗吸堵塞技术方法的基础上，针对低渗凝析气藏，建议采用一种有效的解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸堵塞．提高气井产能的技术方法：即在注气吞吐之前注入一个甲醇(乙醇、表面活性剂)溶液前置段塞来有效地解除反凝析特别是反渗吸水锁效应所产生的地层伤害和堵塞。     

凝析气藏解除反凝析污染、提高气井产能方法

针对凝析气藏特别是低渗透凝析气藏在开发过程中,地层压力降低到露点压力以后,凝析油会析出到地层中,造成反凝析污染,使气井产能下降;有时有水锁效应,产能将进一步降低,从而对凝析油、气采收率等产生严重影响的问题,在调研了国内外文献的基础上,探索了注甲醇段塞 N2(干气)吞吐解除反凝析、反渗吸污染,恢复气井产能方法,并设计了甲醇-地层水-凝析油气三相体系PVT相态测试方法和注甲醇段塞 N2(干气)吞吐解除反凝析、反渗吸实验测试及评价方法,该方法在现场得到了成功应用.因此研究解除凝析气藏近井地层反凝析、反渗吸地层伤害,提高气井产能的技术方法,具有重要的实际意义.     

裂缝性凝析气藏循环注气开采效果分析

对于裂缝性凝析气藏来说，由于压力下降至露点时析出凝析油，相态发生变化，加之驱动力、毛管压力、重力综合作用易发生渗吸、扩散现象，使得其渗流特征十分复杂，循环注气保压开采也会发生反常现象。通过裂缝性凝析气藏实例分析，研究了回注比、注气时机和注气年限对裂缝性凝析气藏循环注气开采效果的影响；并分析了注气阶段存在反常现象的原因。结果表明：在注气阶段，回注比越大，注气越早，注气年限越长，凝析油采出程度越低；但当注气结束一段时间后，呈现随回注比增加凝析油采出程度变大的趋势，相当长一段时间后回注比越大，注气越早，注气年限越长，疑析油采收率越高，明显优于衰竭式开发效果。     

低渗多孔介质中凝析气衰竭实验研究

凝析气藏凝析气衰竭测试通常在PVT筒中进行,没有考虑多孔介质的影响,而实际储层中流体相态的变化却是在多孔介质中发生的.通过长岩芯实验研究了凝析油气体系在多孔介质中的衰竭动态,并与PVT筒中的衰竭进行了对比.研究发现:长岩芯中富含凝析油型的凝析气衰竭动态与PVT筒的测试结果存在一定差异,不同衰竭速度所得各级压力下平均气油比不同,速度越大,平均气油比越大,凝析油采收率越低;长岩芯中凝析油采收率高于PVT筒中采收率,天然气采收率则相差不大.因此,应尽可能采用岩芯衰竭实验研究凝析气藏衰竭开发反凝析动态特征.     

凝析气藏注气提高采收率数值模拟研究

以牙哈（YH）凝析气藏E+K区块M井组为例,建立典型井组数值模拟模型,对注气提高采收率主控因素及其机理进行了研究。在注采部位、注入介质、注气量、注采比、注气时机及压力恢复程度不同的条件下,模拟生产效果并对井组注气方案进行了优化。结果表明,采用“上注?下采”、循环注气、注气量（30.50～36.60）×10⁴ m³/d（年注气量为原始地质储量的2.50%～3.00%）、维持较高地层压力（衰竭至不低于露点压力）等条件时,凝析油开发效果较好。研究结果可为YH凝析气田注气开发中后期提高采收率技术政策制定提供依据,为凝析气田中后期开发调整提供指导。     

凝析气井反凝析污染对产能影响研究

凝析气藏是一种特殊气藏类型.在衰竭式开发过程中,不可避免发生反凝析现象,增加地层中液相的饱和度,降低气井产能.在白庙凝析气田代表井白52井单井模拟近井地带反凝析饱和度分布基础上,结合试井解释结果和拟稳态气井产能方程,提出定量评价近井地带反凝析污染对气井产能影响的方法,对分析凝析气井产能变化规律、制定相应的开发技术对策和排液工艺提供依据.     

小断块油藏CO2单井吞吐强化采油可行性研究

受多断层切割的复杂断块油藏,所形成的众多小断块单元油藏井间连通性差、边界封闭、地层能量有限、开采中地层能量下降快、难以采用早期注水等方式大规模开采.而采用CO2吞吐强化采油方式对此类油藏可能是一种有效的方法.为此,针对复杂小断块低能量油藏单元的地质开发特征,在对油井目前地层流体进行相态分析基础上,通过CO2-油藏流体膨胀实验,确定CO2吞吐的驱替机理,再通过CO2吞吐长岩心驱替实验确定CO2吞吐增产原油的程度和时效性.然后建立了针对实际小断块单元油藏单井CO2吞吐的地质和数值模拟模型,在对注气前油井生产动态进行历史拟合基础上,对CO2吞吐强化采油过程中的工艺操作参数进行了敏感性分析,重点讨论注气时机和周期注入量对小断块单元油藏增产效果的影响,分析不同注气时机CO2吞吐前后近井地层原油饱和度和压力分布变化规律.从而得出适合于小断块单元油藏CO2单井吞吐强化采油的有效时机和最佳操作参数选择,为小断块单元油藏实施CO2吞吐强化采油可行性方案设计提供了系统的室内综合评价方法.     

单井注干气吞吐技术在柯克亚凝析气田的应用

应用数值模拟技术,研究地层中反凝析液饱和度的变化规律和注干气吞吐技术的开发效果.研究表明,反凝析液主要聚集在井筒附近地层中,饱和度最高可达17%;通过注干气吞吐技术,可以把井筒附近地层中的反凝析液部分"反蒸发"或挤往远处地层,改善近井地带地层渗流能力而增产.柯克亚凝析气田已经作了8井次的注干气吞吐试验,其中7井次见到明显效果.矿场试验结果表明,应用注干气吞吐技术可有效解决近井地带的反凝析污染、提高或恢复单井产能.对改善凝析气藏的开发效果具有重要意义.     

水驱稠油油藏CO2吞吐实验研究

为了进一步提高水驱稠油油藏的开发效果,利用室内物理模拟实验方法,研究了普通稠油油藏水驱开发后期转CO2吞吐的开采机理及可行性,分析了影响CO2吞吐效果的各项工艺参数。实验结果表明,CO2吞吐的周期注气量、注气速度、焖井时间和生产过程中的井底流压及降压方式都对CO2吞吐效果有重要影响,合理控制各工艺参数可以在水驱稠油油藏得到较好的CO2吞吐效果。     

封闭油藏注气增能降粘提高采收率研究

封闭油藏主要靠油藏自身的弹性能开采,能量衰竭很快。向地层注入CO2或烟道气,可以增加封闭油藏的压力,补充地层弹性能。利用高温高压PVT设备,把注入烟道气或者CO2和稠油充分混合,测得1MPa到7MPa条件下的烟道气或者CO2稠油的粘度和体积系数。并用岩心实验模拟注入烟道气或者CO2的稠油压力衰竭开采过程。实验表明,CO2和烟道气在原油中有很好的降粘能力,40℃、7MPa条件下分别饱和CO2和烟道气,饱和CO2原油的粘度降低幅度超过95%,体积膨胀15%;饱和烟道气的原油粘度降低38.1%,体积膨胀4.9%。压力衰竭实验表明,注入段塞的大小0.4PV为宜;三轮次注气增能降粘CO2能采出57.84%的原油;烟道气能采出43.99%原油;水驱后注气增能分别能提高采收率17.31%、13.29%。     

致密油注水吞吐影响因素研究及数学模型建立

近年来,水平井压裂注水吞吐技术已成为致密油的主要开发技术。初期获得较高产量,但随着吞吐轮次的增加,出现产量递减快、油水置换效率低等问题。利用新疆吉木萨尔油田致密油资料,通过室内岩心注水吞吐实验和单井注水吞吐数值模拟研究,分析了注入量、注水吞吐时机、注入速度、吞吐轮次、焖井时间、采液速度等参数对注水吞吐采收率的影响,明确了注水吞吐影响因素依次为吞吐轮次、注入量、焖井时间、注入速度、采液速度。建立单井注水吞吐地质模型,对注水吞吐影响因素进行多元非线性拟合,首次推导出注水吞吐五参数和三参数经验公式,预测误差均在8%以内,为研究区及类似的致密油藏注水吞吐开发提供重要参考。     

基于多指标的致密油藏CO_2吞吐影响因素及筛选方法

基于层次分析法,建立了CO_2吞吐多指标综合评价函数。在此基础上采用正交实验设计和数值模拟方法,分析并指出致密油藏多级压裂水平井CO_2吞吐效果的主控因素为原油饱和度、天然裂缝密度、原油黏度、油藏厚度等;采用Box-Behnken实验设计和数值模拟技术相结合的方法,建立了致密油藏CO_2吞吐多指标综合评价函数计算的代理模型。根据油井基础参数,利用该代理模型可快速对油井CO_2吞吐效果进行预测并排序。     

浅层断块油藏水平井CO_2吞吐增油技术

水平井是高尚堡浅层断块油藏的主要开采方式,在水平井开发过程中易形成边底水突进、水窜、水淹,油井含水上升速度快,导致油井产能下降,严重影响油田的开发效果。针对水平井开发后期产能下降的问题,采用了CO2吞吐增油技术。其主要技术原理为:在地层温度条件下CO2能快速溶于原油中,使原油膨胀,改变原油的物性,大幅度降低原油黏度,降低油水界面张力,增加溶解气驱的能量,进而达到油井增产的目的。34井次的现场应用结果证实,水平井单井日产油量由1.72t增加到4.88t,含水率由95.00%下降到51.45%,控水增油效果显著。